Доклад для неправительственных (общественных) организаций «Экологическая вахта Сахалина»

49 ОВОС(4), Том 1, Глава 5. Обсуждение альтернативных вариантов Проекта.

50 Письмо Барнса Файнбергу от 10 декабря 2003, стр. 1-4.

51 ОВОС(4), Том 1, стр. 1-3 и 1-9. СЭИК записала оба - ОВОС (3) and ОВОС (4) - на диски CD-ROM и опубликовала ОВОС (4) на веб-сайте Компании.

52 ОВОС (4), Том 1, стр. 1-3, 1-9. В ОВОС (4), СЭИК отмечает, что “четко сознает значение пробелов в данных и СЭИК намерена предпринять в этом направлении шаги вперед для улучшения природоохранного менеджмента”.

53 ОВОС (4), Том 1, стр. 4-12. Подобные заявления можно найти в ОВОС (3), в Exec. Summary, Ч. V и Глава. 7, стр. 7-17 и 7-23.

54 В специальных отчетах СЭИК затрагиваются такие аспекты как проблема серых китов, пересечения водотоков и программы на случаи разлива нефти; кроме того, СЭИК дает понять, что планируется обновить в ОВОС каталог нерестовых рек, которых так или иначе коснется строительство трубопровода.

55 ОВОС (3), Илл. 1-29 (“Сейсмическое зонирование и пересечение разломов вдоль трассы трубопровода”).

56 ОВОС (4), Том 4, стр. 1-16 -1-19. (по причинам, изложенным ниже, в разделе VI.5.C., информация о разломах на этой таблице СЭИК с трудом поддается дешифровке)

57 ОВОС (4), Том 4, стр. 1-25 и 1-26.

58 ОВОС (3), Глава 9, стр. 9-1 (Таблица 9-1).

59 Описание этих правил – см. разделы II.3, II.4. и II.5.

60 ОВОС (4), Том 1, Приложение A. (Эти ссылки включают по меньшей мере три геологических исследования, проведенные в 1998 г. [стр. A-3 – A-4]).

61 ОВОС (3), Глава 4, стр. 4-1 – 4-9. ; ОВОС (4), Том 4, стр. 5-1 – 5-32.

62 Письмо Барнса Файнбергу от 10 декабря 2003, стр. 1.

63 TЭO-C, Том 3, Раздел 9, Таблицы 6.3 and 6.4.

64 Письмо Барнса Файнбергу от 26 января 2004, стр. 3.

65 ОВОС (4), Том 4, стр. 1-24 – 1-26 и 2-20 – 2-25.

66 СЭИК, TЭO-C,Том 3, Раздел 9, Часть.3.3.2, стр. 3-11.

67 ОВОС (4), Том 4, Таблица 1.2, стр. 1-16 – 1-19 (также рассматривается в VI.4.[a], выше). Девять сегментов с севера на юг пронумерованы: 1, 8, 6, 9, 2, 3, 4, 5 и 7; таблица показывает сегменты не в географической, а в технологической последовательности.

68 СЭИК объясняет приведенный порядок нумерации и километровой привязки следующим образом: “Такая нумерация сегментов и километровой привязки была установлена еще в период разработки проекта, она не отражает какой-либо последовательности. Тем не менее, используя Илл. 1.3 в качестве ключевой карты, географическое расположение отдельных пунктов трассы трубопровода может быть установлено”. (ОВОС [4], Том 4, стр. 1-2).

69 Рассчитано в соответствии с ОВОС (3) Илл. 1-29 (Илл. VI.3 ниже).

70 Расчет произведен по Кapте геотехнического зонирования и угроз.

71 СТУП, стр. 9.

72 ОВОС (4), стр. 2-21. (По номенклатуре СЭИК, это сегмент № 4)

73 См.: Кapта геотехнического зонирования и угроз, листы 56-61.

74 ОВОС (4), стр. 1-17 (Таб. 1.2), стр. 2-22 (Taб 2.14); TЭO-C, Том 3, Раздел 8, Часть 2.1 , Глава 4.3.2.1, стр. 4-108 (“Оценка сейсмической и тектонической опасности”) и Том 3, Раздел 9, Глава 3.3.2, Пункт 1, стр. 3-11 (“Землетрясения, оползни и карстовые феномены”).

75 ОВОС (3), Глава 3, стр. 3-43.

76 TЭO-C, Том 3, Раздел 8,Часть 2.1, Глава 4.4.1, стр. 117-118 (предварительный перевод).

77 ОВОС (4), Том 4, стр. 2-22.

78 СЭИК, Система Трансаляскинского трубопровода (TAPS) в сравнении с системой трубопровода по проекту «Сахалин-2» (Краткая справка; и:

http://www.sakhalinenergy.com/documents/doc_38_taps.pdf). До начала участия в финансировании Этапа 1 проекта «Сахалин-2» Европейский Банк реконструкции и развития (ЕБРР) констатировал: план природоохранных мер Проекта «свидетельствует, что Компания будет придерживаться или даже превзойдет природоохранные стандарты Всемирного Банка и при разработке стандартов Проекта будут применены нормативы по охране окружающей среды, здоровья и безопасности (ЕНS), установленные для морских прибрежных работ на Аляске. Консультанты Всемирного Банка подтвердили, что стандарты Аляски превосходят соответствующие стандарты Европейского Союза» (Европейский Банк реконструкции и развития, “Стандарты,” в Заключительном документе по проекту «Сахалин-2» [Этап 1] Проект, Российская Федерация, ориентировочно 1997 г. (http://www.ebrd.com/projects/psd/psd1997/94sakhal.htm).

79 Компания «Алиеска Пайплайн Сервис Ко.», Система Трансаляскинского трубопровода, FACTS, 2003, стр. 6, 26-27 и 30. С самого начала собственниками более 90% TAPS стали ведущие нефтяные компании - BP, ExxonMobil и ConocoPhillips (либо их предшественники).

80 Финансовое Управление Аляски, Спад 2003. Налоговый вестник, декабрь 2003, стр. A5.

81 Совсем недавно сотрудник СЭИК Джулиан Барнс высказался по этому поводу в своем письме от 26 января 2004 г. к автору данной справки (Приложение C). На встрече с представителями СЭИК в Южно-Сахалинске 4 ноября 2003 г. г-н Джеймс Робинсон, руководитель природоохранных проектов СЭИК, высказал аналогичную точку зрения.

82 Trans Alaska Pipeline System FACTS, стр. 79, 84-89.

83 Alyeska Pipeline Service Co., Обновление Основ проектирования DB-180, 18 июня 2002 [4-е изд.., Испр. 2], стр. 1-26.

84 Alyeska Pipeline Service Co., “ETSCAD [Нормы оценки экологических и технических уступок] Мотивация варианта”, 17 мая 1977, Схема 37.

85 См. выдержки из Руководства по антисейсмическим технологиям, стр. 23-33, в рамке к Разделу III.12, выше.

86 Письмо Барнса Файнбергу от 26 января 2004, стр. 4.

87 “ETSCAD Мотивация варианта”, схема 37. Хотя на представленной СЭИК фотографии и не видно номеров вертикальных свай, по топографии и видимым конструкциям трубопровода можно установить, что вертикальные опорные конструкции на снимке представляют собой вторую и третью опоры к югу от Анкера № 3107921 на Схеме №105 (автор установил это путем личной проверки и фотографированием на месте).

88 Согласно описанию системы ТAPS, “Таяние слоя вечной мерзлоты может вызвать оседание грунта, в который помещен трубопровод, что, в свою очередь, может деформировать трубу. . . . Трубопровод следует сооружать над поверхностью земли там, где исходящее из зарытой в грунт трубы тепло может растопить мерзлоту и создать угрозу стабильности грунта. . . . Для предотвращения таяния вокруг вертикальных поддерживающих опор термические узлы (тепловые трубки) должны устанавливаться внутри вертикальных опор”. (Alyeska Pipeline Service Co., Руководство-описание Системы Трансаляскинского трубопровода (Документ № SD-26; исправлен в июне 1977), стр. 3-2 – 3-3. Примерно 30,500 из 39,000 надземных поддерживающих конструкций на трассе TAPS снабжены теплообменными устройствами (FACTS, стр. 83-84). Они предусмотрены проектом для многих вертикальных опорных конструкций, и их наличие на трассе уже говорит о местности с вечной мерзлотой.

89 Обновление основ проектирования DB-180, стр. 1-23.

90 Обновление основ проектирования DB-180, стр. 1-13.

91 Стив П. Соренсен и Кейт Дж. Мейер, “Воздействие стихии на разломе Денали на Трансаляскинский трубопровод”, Август 2003, стр. 8 (http://www.alyeska-pipe.com/Inthenews/techpapers/2-TAPS%20Fault%20Crossing%20Denali%20EQ.pdf). По сообщению авторов, (нынешние координатор-технолог TAPS и консультант штата Аляска), “первоначальные исследования обнаружили смещения грунта примерно на 2,3 м по горизонтали и 0,8 м по вертикали. Предпринятые через неделю геотехнический анализ с использованием GPS установил, что смещение разлома составляет более значительные величины: 5,5 м. по горизонтали и 1,5 м. по вертикали и распространилось на участок примерно в 200 м”.

92 В одном из опубликованных коммерческих отчетов говорилось: “3 ноября [2002] Аляску поразило землетрясение с магнитудой 7,9 баллов; образовалась трещина в коре длиной 145 миль, раскачивались лодки на озерах более чем за 3000 миль от эпицентра. . . . Но 48-дюймовый аляскинский трубопровод . . . выдержал, как и предусматривали проектировщики – поврежден, но не разрушен, заявил Даг Ниман, координатор сейсмического раздела проекта трубопровода с 1973 по 1977. . . . Что бы ни случилось, уж если трубопровод выдержал сильнейшее землетрясение из когда-либо наблюдавшихся в Денали - он способен выдержать и больше, - заявил Ниман. “Оценивая случившееся, мы считаем, что есть еще большой резерв прочности,” – заявил Ниман . . (Alexander’s Gas & Oil Connections [News & Trends in North America], №. 7, Вып. № 23, 27 ноября 2002).

93 Alyeska Pipeline Service Co., “Fact Sheet: MP 588 – Новый анализ ущерба от землетрясения № 3,” 4 ноября 2003.

94 В Обновлении основ проектирования DB-180 обсуждаются вышеупомянутые надземные опорные конструкции, спроектированные на складывание для поглощения толчков землетрясений, но не говорится о вертикальных поперечных опорах как об уязвимом узле конструкции. (Design Basis Update DB-180, стр. 1-13).

95 Дайана Кэмпбелл, “Как официальные лица трубопровода распорядились «тысячей долларов» в 2002,” Fairbanks Daily News-Miner, 20 ноября 2002, стр. A1.

96 Инструкции по управлению работой трубопровода TAPS на Центре управления на морском терминале Валдиз предупреждают операторов, что сигнал сейсмической тревоги автоматически остановит работу трубопровода, если он не будет перекрыт вручную. Однако изучение соответствующих руководств показало, что в инструкциях недостаточно ясно изложено, когда и при каких обстоятельствах оператор должен перекрывать трубопровод. Примером такой неясности может послужить указание обратиться к пульту Системы мониторинга землетрясений (EMS) - включить его и “ждать пять или десять минут”. Другая возможная причина задержки остановки нефтепровода: если операторы остановят работу трубопровода, они не смогут определить, вызвало ли землетрясение утечку нефти, т.к. система мониторинга утечек может функционировать только на работающем трубопроводе.

97 Из бесед с полевыми рабочими TAPS.

98 “Как официальные лица трубопровода распорядились «тысячей долларов» в 2002.”

99 В ОВОС (3) СЭИК утверждает, что на трубопроводах будут использованы трубы с разной толщиной стенок. Это будет зависеть от классификации уровней безопасности. В основном, толщину стенок предполагается увеличить при прокладке труб через реки, на пересечениях с авто- и железными дорогами, в близости от населенных пунктов и сооружений и в местах пересечения с сейсмическими разломами (ОВОС [3], стр. 3-19). Однако, в ОВОС (4) уже говорится, что “выбор труб и толщины их стенок для береговых трубопроводов будет тщательно обсуждаться для участков, пересекающих рельсовые пути, дороги, водную среду, трубопроводы и линии электропередачи” (ОВОС [4], Том 4, стр. 2-24).

100 “Воздействие стихии на разломе Денали на Tрансаляскинский трубопровод,” стр. 9.

101 См: У. Кент Мюльбауэр, Руководство по профилактике рисков (Gulf Publishing Company, 1993), стр. 53-105.

102 Mюльбауэр, стр. 79-82.

103 ОВОС (4), Том 4, стр. 1-14 (обобщенное описание сахалинских почв – см. также стр. 1-23). Подзолистые почвы часто сильно выщелочены и высококислотны (Колумбийская энциклопедия, 6-е издание, 2001).

104 ОВОС (3), Гл. 3, стр. 3-19.

105 СЭИК, Tехнические условия на проектирование комплексной защиты береговых и морских трубопроводов от коррозии, проект «Сахалин -2» (Док. No. 10000-S-990-01-S-1505-00-01), 2002, стр. 16.

106 Памятная записка Ларри Карпентера (общественные связи TAPS), 23 сентября 1975 (из архива автора).

107 Объединенное Управление США/Аляски по эксплуатации трубопровода, “Отчет о процессах коррозии на TAPS,” 22 июня 2000 (Отчет № JPO-00-E-021, приложенной к памятной записке Роберта Крензелока Джиму Лашеру), стр. 1. В 1991 г. «Алиеска» подсчитала, что придется в 1993 году израсходовать примерно 800 млн. долларов на ремонт по ликвидации коррозии (Alyeska Pipeline Service Co., Alyeska Reports, лето 1991, стр. 5); с 1997 на ремонтные работы пришлось расходовать ежегодно от 40 до 60 млн. долларов (Alyeska Pipeline Service Co., Trans Alaska Pipeline System Briefing Document, 23 октября 1997, стр. 10).

108 Объединенное управление США/Аляски, 2001 Отчет о ремонте CMP, стр. 17-20; “Отчет о процессах коррозии на TAPS” и “Контроль и мониторинг коррозии на Системе Трансаляскинского трубопровода,” 2 ноября 2000 (Отчет № JPO-00-E-028, от Боба Крензелока Джиму Лашеру).

109 Подавляющая часть антикоррозийных проверок и ремонтных работ проводится на подземных участках.

110 ОВОС (4) предусматривает повышенную толщину стенок труб в населенных районах, вблизи с с пересечениями автодорог и рельсовых путей, но даже не рассматривает фактор толщины стенок труб в сейсмическом аспекте.

111 ОВОС (4), Том 4, стр. 3-46.

112 ОВОС (4), Том 1, стр. C-7.

113 Письмо Барнса Файнбергу от 10 декабря 2003. (Барнс не уточняет, как часто и при каких обстоятельствах эксплуатация нефтепровода будет выходить из условий стационарного режима)

114 195,000 x 0.005 = 975.

115 ОВОС (4), Том 1, стр. 5-7.

116 Например, когда TAPS потеряла 5,000 баррелей нефти в горном районе Атиган Пасс весной 1979 г., в течение 2-4 суток утечки нефти не были зафиксированы, и контрольный центр эксплуатации нефтепровода не объявил тревоги и не перекрывал трубопровод (Отчет Управления трубопроводом Аляски от 20 августа 1979).

117 Alyeska Pipeline Service Co., «“Алиеска” разрабатывает детальный план борьбы с утечками и разливами нефти на трубопроводе», Alyeska Reports, oктябрь 1977, стр. 18-20.

118 См.: Объединенное Управление, Оценка деятельности компании «Алиеска Пайплайн Сервис» на Трансаляскинском трубопроводе в 1990-2000 г.г. апрель 2001, стр. 12-13.

119 Главное Финансовое Управление США, Tрансаляскинский трубопровод: Руководителям не гарантировали, что соблюдаются требования правительства (отчет № GAO/RCED-91-80), июль 1991, стр. 27.